- •Довідник з нафтогазової справи За загальною редакцією докторів технічних наук
- •Передмова
- •Глава 1
- •1.1. Елементний та ізотопний склад нафти і газу
- •1.2. Характеристика газу
- •1.3. Характеристика нафти
- •1.4. Характеристика порід—колекторів нафти і газу
- •1.5. Природні резервуари нафти і газу
- •1.6. Поклади нафти і газу
- •1.7.Родовища нафти і газу
- •1.8.Термобаричні умови в покладах та родовищах нафти і газу
- •1.9. Походження, міграція та формування покладів і родовищ нафти і газу
- •1.10. Нафтогазоносні регіони України
- •Глава 2 Пошуки та розвідка нафти і газу
- •2.1. Загальні відомості
- •2.2. Геологічні передумови пошуків та розвідки нафти і газу
- •2.5. Підготовка пошукових об'єктів
- •2.6. Виявлення та підготовка до буріння пасток нафти і газу
- •2.7. Методика й оптимізація пошуків та розвідки нафтових і газових родовищ
- •2.8. Методи вивчення розрізів свердловин
- •2.9. Геологічні методи опрацювання результатів буріння свердловин
- •2.10. Підрахунок запасів нафти, газу і конденсату
- •2.11. Підготовка нафтових і газових родовищ до розробки
- •Список літератури
- •Глава 3 Геофізичні методи дослідження свердловин
- •3.1. Електричні та магнітні методи
- •3.2. Метод потенціалів самочинної поляризації гірських порід
- •3.3. Радіоактивні методи
- •3.4. Методи дослідження технічного стану свердловин
- •3.5. Акустичний метод
- •3.6. Термометричний метод
- •3.7. Методи дослідження свердловин у процесі буріння
- •3.8. Прострілювальні та вибухові роботи у свердловинах
- •3.9. Точність методів гдс
- •Глава 4 Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх буріння
- •4.1. Бурові долота
- •4.2. Бурильні колони
- •4.3. Розмежування пластів
- •4.4. Бурові установки
- •4.5. Інструмент для спуску та підйому бурильних і обсадних колон
- •Список літератури
- •Глава 5 Режими буріння
- •5.1. Параметри режимів буріння
- •5.2. Принципи проектування режимів буріння
- •5.3. Бурові розчини
- •Глава 6 Розробка нафтових родовищ
- •6.1. Режими нафтових покладів
- •6.2. Основні критерії виділення об'єктів розробки
- •6.3. Гідродинамічні розрахунки основних технологічних показників розробки
- •6.5. Аналіз розробки нафтових родовищ
- •Глава 7 Розробка газових і газоконденсатних родовищ
- •7.1. Режими родовищ природних газів
- •7.2. Особливості проектування розробки родовищ природних газів
- •7.3. Визначення показників розробки газового родовища при газовому режимі
- •7.4. Визначення показників розробки газового родовища при водонапірному режимі
- •7.5. Визначення показників розробки газоконденсатного родовища
- •7.6. Вибір раціонального варіанта розробки газоконденсатного і газового родовища
- •7.7. Аналіз розробки родовищ природних газів
- •Глава 8 Нафтогазоконденсатовіддача пластів і вуглеводневіддача родовищ природних газів
- •8.1. Призначення, напрямки розвитку і класифікація методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.2. Фізико-гідродинамічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.3. Фізико-хімічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.4. Газові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.5. Теплові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.6. Створення потокоскеровуючих бар'єрів закачуванням дисперсних систем для підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.7. Зміна термогідродинамічних процесів у багатопластових родовищах для підвищення нафтовіддачі
- •8.8 Визначення нафтовіддачі
- •8.9. Критерії доцільності застосування методів підвищення нафтовіддачі
- •8.10. Ефективність застосування методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.11. Особливості вилучення нафти з покладів у крутих і підгорнутих крилах складок
- •8.13. Газовіддача газових родовищ при водонапірному режимі
- •8.14 Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ
- •8.15. Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками і залишковою нафтою
- •9.1. Статика рідин і газів
- •9.2. Рух однорідних рідин
- •9.3. Рух багатофазних сумішей у вертикальних трубах
- •9.4. Розрахунок розподілу тиску потоку газорідинної суміші у свердловині
- •9.5. Витікання рідин і газів через штуцер
- •Список літератури
- •Глава 10 Фонтанна експлуатація нафтових свердловин і їх об ладнання
- •10.1. Обладнання фонтанних свердловин
- •10.2. Умови фонтанування і типи фонтанних свердловин
- •10.3. Мінімальний вибійний тиск фонтанування свердловини
- •10.4. Розрахунок фонтанної експлуатації за методикою Крилова та із використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта
- •Список літератури
- •Глава 1 1 Газліфтна експлуатація нафтових свердловин
- •11.1. Системи, конструкції та обладнання газліфтних свердловин
- •11.2. Розрахунок газліфтної експлуатації при заданому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.3. Розрахунок газліфтної експлуатації при необмеженому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.4. Пуск газліфтних свердловин. Пускові клапани
- •11.5. Графоаналітичний розрахунок газліфтної експлуатації свердловин
- •11.6. Аналітичний розрахунок параметрів пускових газліфтних клапанів
- •Глава 12 Експлуатація свердловин штанговими насосними установками
- •12.1. Штангова свердловинне—насосна установка
- •12.2. Гідравліко-технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин штанговими насосами
- •12.3. Механіко-технологічні розрахунки штангової насосної установки
- •12.4. Проектування експлуатації свердловин штанговими насосними установками
- •Глава 13 Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових електронасосів
- •13.1. Установки електровідцентрових насосів
- •13.2. Пдротермодинамічні і технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин зануреними відцентровими насосами
- •13.3. Коректування паспортної характеристики евн
- •13.4. Підбір установки зануреного відцентрового насоса
- •Глава 14 Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •14.1. Гідродинамічні методи дослідження свердловин
- •14.2. Дослідження свердловини на усталених режимах фільтрації
- •14.3. Дослідження свердловини на неусталених режимах фільтрації та методи обробки кривих відновлення тиску
- •Глава 15 Поточний (підземний) і капітальний , ремонти свердловин
- •15.1. Склад ремонтних робіт у свердловинах
- •15.2. Глушіння свердловин, вимоги до технологічних рідин
- •15.3. Технологія проведеня поточного ремонту свердловин
- •15.4. Підготовка свердловини до капітального ремонту
- •15.5. Відновлення прохідності стовбура свердловини
- •15.6. Ремонтне—виправні і тампонажні роботи
- •15.7. Ізоляція припливу пластових вод у свердловини
- •15.8. Перехід на інші горизонти
- •15.9. Випробування експлуатаційної колони на герметичність
- •15.10. Застосування електронно-обчислювальної техніки при поточному і капітальному ремонтах свердловин Перед проведенням прс і крс виконують велику кількість інженерно-економічних розрахунків.
- •Глава 16 Виклик та інтенсифікація припливу пластових флюїдів до вибою свердловини
- •16.1. Вибір свердловини для обробки привибійної зони
- •16.2. Кислотна обробка
- •16.3. Гідравлічний розрив пласта
- •16.4. Застосування струменевих апаратів у освоєнні свердловин
- •16.5. Технологія комплексного освоєння і дослідження свердловин із застосуванням пгдп-1
- •16.6. Використання в'язких систем для інтенсифікації припливу нафти й газу
- •16.7. Хімічні реагенти і технології для очистки нафтопромислового обладнання свердловин і порового простору пластів від аспв
- •Глава 17 Газові свердловини
- •17.1. Конструкція та обладнання газових свердловин
- •17.2. Обладнання свердловин при одночасній роздільній експлуатації газових пластів
- •Список літератури
- •Глава 18 Особливості фільтрації газу в пласті та руху в свердловині
- •18.1. Приплив газу до вибою свердловин за законом Дарсі
- •18.2. Приплив газу до вибою свердловини за двочленним законом фільтрації
- •18.3. Температурний режим фільтрації газу в пласті
- •18.4. Визначення тиску в газовій свердловині
- •18.5. Температурний режим газових свердловин
- •Список літератури
- •Глава 19 Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •19.1. Мета, задачі та методи дослідження свердловин
- •19.2. Дослідження газових свердловин при стаціонарних режимах фільтрації
- •19.3. Особливості дослідження свердловин, пробурених на пласти з низькою продуктивною характеристикою
- •19.5. Дослідження родовищ на газоконденсатність
- •Глава 20 Ускладнення при експлуатації газових свердловин
- •20.1. Експлуатація газових свердловин в пластах з підошовною водою
- •20.2. Експлуатація газових свердловин в умовах обводнения
- •20.3. Особливості експлуатації газоконденсатних свердловин в умовах ретроградної конденсації вуглеводневої суміш}
- •20.4. Гідроутворення при експлуатації газових свердловин
- •20.5. Корозія газрпромислового обладнання. Захист свердловинного і наземного обладнання від корозії
- •20.6. Солевідкладення при експлуатації газових свердловин, методи боротьби з ними
- •Глава 21 Збір і підготовка нафти та газу на нафтових промислах
- •21.1. Сучасні уніфіковані технологічні системи збору продукції нафтових свердловин
- •21.2. Замір та облік видобутку нафти і нафтового газу
- •Глава 22 Промислові трубопроводи
- •22.1. Гідравлічний розрахунок промислових трубопроводів
- •22.2. Розрахунок промислових трубопроводів на міцність і стійкість
- •22.3. Вимоги до промислових трубопроводів
- •Глава 23 Промислова підготовка нафти, газу та нафтопромислових стічних вод
- •23.1. Відокремлення газу від нафти
- •23.2. Промислова підготовка нафти
- •23.3. Підготовка нафтопромислових стічних вод
- •Глава 24 Транспорт газу
- •24.1. Лінійна частина газопроводу
- •24.2. Компресорні станції
- •Глава 25 Підземне зберігання газу в пористих пластах
- •25.1. Основні елементи, які характеризують підземні сховища, та вимоги до них
- •25.2. Режим роботи газових покладів при експлуатації псг
- •Список літератури
- •Глава 26 Збір і підготовка природного газу на промислах
- •26.1. Промисловий збір газу і конденсату
- •26.2. Температурний режим роботи трубопроводів
- •26.3. Промислова обробка газу і конденсату
- •Список літератури
- •Глава 27 Економіка нафтової і газової промисловості
- •27.1. Ефективність виробництва на підприємствах нафтової і газової промисловості
- •27.2. Оцінка ефективності впровадження систем інформаційного забезпечення управління (ізу) виробничими процесами спорудження свердловин
- •Список літератури
- •Глава 1. Фізико - хімічна характеристика та геологічні умови
- •Глава 2. Пошуки та розвідка нафти і газу..........................................................З0
- •Глава 3. Геофізичні методи дослідження свердлоиин......................................62
- •Глава 4. Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх бурін.....84
- •Глава 5. Режими буріння......................................................................................160
- •Глава 6, Розробка нафтових родовищ..................................................................173
- •Глава7. Розробка газових і газоконденсатних родовищ (р.М.Кондрат).......................218
- •Глава 8. Нафтогазоконденсатовіддача пластів
- •Глава9. Теоретичні основи експлуатації нафтових свердловин (b.C. Бойко)..................307
- •Глава 11. Газліфтна експлуатація нафтових свердловин (b.C. Бойко).......................336
- •Глава 13. Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових
- •Глава 14. Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •Глава 15. Поточний (підземний) і капітальний ремонти свердловин...............................416
- •Глава 17. Газові свердловини (р.М.Кондрат)...................................................................456
- •Глава 19. Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •Глава20. Ускладнення при експлуатації газових свердловин (p.M. Кондрат).........487
- •Глава 27. Економіка нафтової і газової промисловості (о.І. Лесюк, м.О. Данилкж,
8.7. Зміна термогідродинамічних процесів у багатопластових родовищах для підвищення нафтовіддачі
Розробка нафтових родовищ із підтриманням пластового тиску нагнітанням агентів витіснення з температурою, нижчою пластової, в багатопластових покладах з неоднорідними за проникністю колекторами пов'язана зі створенням зон охолодження в низькопроникних пластах. Особливо ускладнюється процес розробки покладів нафти, гранично насиченої асфальто-смоло-парафіновими речовинами. Усе це в часі різко знижує видобуток нафти зі свердловин і не забезпечує відповідних умов для максимального вироблення продуктивних пластів.
В ізольованих природних резервуарах нафтовилучення залежить від термобаричних умов не тільки в початковий період, але й на завершальній стадії розробки. У процесі багаторічної розробки нафтових родовищ із заводненням пластова температура знижується на значній відстані від нагнітальної свердловини (до 500 м), а максимальне її зменшення при цьому досягає 27,5°С. Температурний фронт в 2,3 — 3,0 рази відстає від гідродинамічного фронту руху води, що закачується в свердловини. У початковий період закачування води тільки 75 — 80 % продуктивних пластів приймають воду. Коефіцієнт охоплення їх ефективної товщини становить 0,07 — 0,48 і лише в окремих найбільш однорідних пластах він досягає 0,75 — 0,90. При цьому чим більша ефективна товщина пласта, тим нижчий коефіцієнт охоплення заводненням.
В міру підвищення температури збільшується коефіцієнт об'ємної пружності пластових нафт. Звідси випливає, що підвищення температури пласта після припинення закачування холодної води може значно вплинути на умови витіснення нафти з низькопроникних і охолоджених продуктивних пластів.
У продуктивних розрізах, охолоджених нижче допустимої температури, необхідно вжити заходи щодо ії відновлення. Інакше в охолоджених пластах залишаються значні не-вироблені запаси нафти, і відповідно не забезпечується високий коефіцієнт нафтовилучення. Моживість здійснення цього процесу доведена на прикладі розробки двох експериментальних ділянок Долинського і Північно-Долинського родовищ, у межах яких на певній стадії заводнення закачування води припинилось для створення умов відновлення пластової температури.
Після припинення закачування води в поклад за рахунок теплоти надр температура відновлюється до початкової. Темп ії відновлення - в середньому 4 — 6°С на рік, що підвищує пластовий тиск і повністю компенсує його зниження, що відбувається через поточні відбори рідини.
Значного відновлення пластової температури можна досягнути припиненням закачування холодної води. Найбільший темп відновлення спостерігається в пластах, які охолоджені у процесі конвекції, причому в початковий період він може становити 8 — 10°С за рік. Завдяки цьому пластовий тиск у покладі збільшується на 2,5 — 3,5 МПа, що дає змогу стабілізувати його.
Інтенсивний ріст пластового тиску в нагнітальних свердловинах відбувається через 8 — 12 міс після припинення закачування води. До цього можливе деяке його зниження. Викликано це тим, що за вказаний період темп відновлення температури не забезпечує відповідного темпу росту пластового тиску, коли підтримуються незмінними відбори рідини.
278
Відновлення температури призводить до підвищення тиску не тільки в окремих свердловинах, але й у покладі. Якщо врахувати, що температура більшості поглинальних пластів становить 10 — 35°С, то зміна тиску за рахунок її відновлення до початкової (75 — 80°С) забезпечує створення значного термопружного запасу в покладі.
Відновлення пластової температури в охолоджених пластах і стабілізація пластового тиску значно впливають на фізико-хімічні властивості нафти. Вона стає більш легкою і менш в'язкою. Змінюються молекулярна маса, фракційний склад, коефіцієнт світлопоглинання та інші параметри. Сприяє цьому надходження нафти із застійних і охолоджених зон і ділянок після відновлення в низькопроникних пластах температури вище температури насичення нафти парафіном. Процес продовжується до відновлення закачування води, після чого знову нафта стає важчою, змінюється її в'язкість, вміст фракцій, що википають при температурі до 200 і 350°С, силікагелевих смол, коефіцієнт світлопоглинання та ін.
Використання створених у процесі заводнення термобаричних умов для підтримання пластового тиску у тектонічно та літологічно екранованих покладах забезпечує економію значних об'ємів водо- і енергоресурсів, зменшує експлуатаційні витрати на підтримання пластового тиску, а відновлення пластової температури охолодженої частини продуктивного розрізу створює сприятливі умови для вилучення нафти. Особливу увагу на ці процеси слід звертати на пізній стадії розробки родовищ, коли зупинка як нагнітальних, так і видобувних свердловин приводить до відновлення пластової температури до початкової і, відповідно, до створення значного термопружного запасу, котрий частково поповнює втрату енергії покладу за існуючих темпів відбору.
При цьому темп відновлення пластової температури має пряму залежність від об'ємів закачаної води. Період відновлення пластової температури до геотермічної триваліший у тих пластах, в які закачано більші об'єми води.
Раціонального вироблення запасів нафти можна досягнути не тільки повною компенсацією відбору закачуванням води, але й ії обмеженням або повним припиненням. Термогідродинамічні процеси, що виникають при цьому, створюють сприятливі умови для розвитку поряд із водонапірним термопружного режиму. Створений режим сприяє більш ефективному витисненню нафти з низькопроникних колекторів внаслідок їх капілярного просочування. При цьому воно відіграє головну роль в ефективному витисненні нафти з низькопроникних і охолоджених пластів у зв'язку з тим, що газонасиченість пластів залишається постійною у разі стабільного пластового тиску і не може бути джерелом додаткової енергії при витисненні нафти з пласта. Поряд із цим часткове підтримання пластового тиску нагнітанням холодної води сприяє природному розподілу закачаної води у плані і розрізі, що має першочергове значення як для раціональної розробки покладу, так і досягнення максимального вироблення запасів із найменшими матеріальними витратами.